水驱后期断块油藏CO_(2)气顶与人工边水组合驱压力恢复规律

水驱后期断块油藏注入水无效循环造成压力提升困难,所提出的CO_(2)气顶与人工边水组合驱技术被认为可有效解决该问题。为了研究组合驱储层压力恢复规律,对压力恢复速度与注入速度等参数的关系、以及注水、注气速度和注入时机的优化开展研究。因此,利用室内实验评价压力恢复速度与注气量、注气速度及注气注水速度比之间的定性关系;应用数值模拟方法,结合单因素分析法及正交试验设计法验证实验结果,采用响应面分析法建立压力恢复速度与三者之间的定量关系,回归了相关性预测模型。最终对比优化了组合驱技术政策。研究结果表明,组合驱效果与注入速度、注气量及注气注水速度比呈正相关,对于注气速度最敏感。组合驱注气速度与注水速度存在最优值与最优匹配关系,进而建立了组合驱注入时机确定图版。

渤海B油田地层压力恢复研究

针对渤海B油田各个亏空单元处于不同的开采阶段,油藏以及井网类型都不相同,研究采取不同的压力恢复方案。根据exclipse建立模型研究砂体在地层压力恢复不同时期的开发效果以及影响因素,并结合油藏工程方法得出压力恢复速度与注采比的关系式,从而制定合理的地层压力恢复方案。研究表明在压力恢复过程中采用变注采比能使砂体达到更好的开发效果,对于水体倍数小于5的砂体变换注采比的时机选择在含水率85%,并且在增注时应控制缘内注水井的注水量。在矿场实践过程中,对4~1300砂体注采比调整后地层压力回升,产量实现零递减,对于不同类型的砂体压力恢复有重要的指导意义。

压力曲线在布达特群油层压裂选层中的应用

海拉尔地区布达特群油层岩芯资料获取困难、低压低渗等原因给压裂选层带来困难。对该类油层测试压力曲线类型及其反映的储层性质进行分析,结合近几年的压裂效果,总结出海拉尔布达特群油层压裂选层原则:若压力早期恢复速度大于0.05 MPa/h,应当进行压裂;否则,不宜进行。该方法对提高压裂成功率具有重要意义。

边水油藏合理注采比确定方法研究

注采比是表征油田注水开发过程中注采平衡状况,反映产液量、注水量与地层压力之间联系的综合指标。边底水油藏注采比的确定需要有准确的水侵量为依托。利用物质平衡法计算边水油藏水侵量,并以此为基础,推导边水油藏地层压力恢复速度与注采比的关系式,实现了对注采比的计算和合理的预测。将上述研究成果用于新立村油田永8断块油藏的实际分析中,绘制出地层压力与注采比关系图版,应用效果理想,对边水油藏合理注采比的确定具有指导意义。

高饱和油藏水驱开发合理注采政策研究

高饱和油藏的饱和压力较高、地饱压差小,油藏水驱开发效果易受到开采制度的影响。基于实际高饱和油藏的特点,综合应用油藏工程分析和典型模型数值模拟的研究方法,研究了高饱和油藏的开发特点、多相渗流对油藏生产能力的影响;在此基础上,计算分析了在不同开发阶段、不同地饱压差条件下,注水时机、注采比对开发效果的影响,确定了高饱和油藏的极限注水时机和合理注水时机,以及不同开发阶段时的合理注采比。研究结果为此类高饱和油藏的合理开发提供了技术支持。

油田合理注采比的确定

对于注水开发油田来说,合理注采比是保证油田保持合理的地层压力,使油田具有旺盛的产液、产油能力,降低无效能耗,并取得较高原油采收率的重要保证。本为将从压力恢复速度、注采比及含水率的关系和耗水率、注采比及含水率的关系出发,先从理论上对这两种关系进行推导,最后应用实例来对两者的关系进行验证。

油田合理注采比的确定

对于注水开发油田来说,合理注采比是保证地层压力,产液、产油能力,降低无效能耗及提高原油采收率的重要保证。本为将从压力恢复速度、注采比及含水率的关系和耗水率、注采比及含水率的关系出发,先从理论上对这两种关系进行推导,最后应用实例来对两者的关系进行验证。

苏里格气田水平井水平段积液判断方法及应用

水平井水平段排水采气一直是苏里格气田开发难点与重点,其中关键因素就是水平井水平段积液判定方法研究。常规探液面、回声仪测液面等均无法判定水平段积液,为了解决这个问题,本文通过大量现场试验,总结摸索出一套水平井水平段积液判定方法。此方法就是通过分析气井生产特征,根据连续生产井生产曲线压降法和间歇采气井压力恢复差压法来判定水平井水平段积液;同时根据生产曲线波动幅度及压力恢复曲线速率来确定加注泡排剂用量及加注时间点,能有效排除水平段积液,现场应用效果显著。